开发地质学实习报告

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1、， 开发地质学实习报告油田开发调整方案设计姓 名：谢 承班 级： 022110 石油二班学 号： 20111003123 指导老师：谢丛姣义和油田开发调整方案设计第一节 油田区域地质概况1.1 油田概况1.2 区域地质概况第二节 油田生产状况分析2.1 油田生产情况2.2 开发效果评价第三节 生产方案调整措施第四节 结论和认识第五节 结束语 实习感受与感谢最后 参考文献第一节 油田区域地质概况1.1 油田概况义东油田为胜利油田分公司河口采油厂下的一块油田， 1998 年开始投产，至今采收率不到 12%。从 98 年开始算起至今 2014 年，投产井数从 23 口到 54口，综合含水率达到 71

2、.56%，1.2 区域地质概况 该地区主要属于复杂断块油田，有些油层层属于低渗油层，因为其构造的复杂性和储层物性、 流体性质的巨大差异性， 严重制约着油田开发管理水平和油田采收率的提高。第二节 油田生产状况分析2.1 油田生产状况自 1998 年投产至今， 采油井数先增后减， 从 23 口增加到 2012 年的 83 口，再到 2014年的 54口， 平均日产油和平均日产液也是先增后减。 累积产油 207.8796万吨， 采出程度达 13.77%， 综合含水率达到 71.56%。 油田处于中含水开发后期。产油量逐年递减。2.2 开发效果评价2.2.1 开发阶段划分及概况根据已有资料作出油田历年

3、开发曲线图， 进行开发阶段的划分。 结合开发地质学中划分的基本原则，将油藏开发划分为三个阶段： .投产阶断： 1998-2001年；由下图可知：前期的产油量处于一个较低的水平， 原因可能是前期由于对油田地质资料掌握程度的有限， 只对油田进行基础井网的布置， 只起到了控制基础储量的作用， 油田的开发程度较低， 井网密度较小。 .产量增长阶段阶段： 2002-2004年；该阶段油田产量处于比较快速的增长阶段，主要原因为井网密度的增加，以及注采比的增加。 .产油量下降阶段：2005-2014 年，该阶段含水率增加，产油量处于下降阶段，可能原因为开采程度高并且对剩余油分布不了解，无法合理调整开发措施以

4、及井网的调整 . 观察含水率曲线曲线可知，开发后期含水率达到 70%，离极限含水率还有一段距离，且采出程度只有 13.77%，所以还有比较大的采油潜力可挖，只要后期采用适当的调整方案，可以减缓衰减趋势，延长生产时间，增加经济效益，增加油田采收率。2.2.2 注水及产液量产油量变化情况日平均产液变化图0500100015002000250030003500199820012004200720102013时间（年）产液量(t/d)系列2系列1义和油田历年开发曲线051015202530199820002002200420062008201020122014时间（年）年产油（万吨）00.10.20.

5、30.40.50.60.70.8年产油（万吨）含水率%系 列 2系列 1日注水量变化图0500100015002000250030003500199820012004200720102013时间（年）日注水量系列1日平均产油变化图从以上两幅图可以看出， 日平均注水量和日平均产液量不是均匀变化的， 日平均产液量大致是增加的， 但日平均注水量变化完全没规律， 应该是在实际生产操作中出现较大失误和漏洞造成或者地层的非均质性较为严重， 渗透率变化大造成日注水变化大。 从日平均产油变化图可看出日平均产油是前期较低， 中期大幅度增长至顶峰， 然后后期急剧下降， 200707年开始应该采取了相关措施，减缓了

6、一定的下降趋势。2.2.3 油田能量油量分析根据油田生产数据和以上 4 图， 可以看出年产油量开发前期增加较快， 直至顶峰， 但未保持稳产就急剧下降， 后期虽然采取了一些措施， 但效果不明显。 这种现象应该是强采造成油藏剧烈伤害，地下许多油未能采出就直接进入递减期，实则地下油量足够，且不难开采，经济价值依旧很大，若不采取调整措施，油井很可能会很快废弃！2.2.4 甲型水驱曲线的应用利用所给数据中的累产油量 Np 与累产水量 Wp，做一条义和油田常用的、可以预测水驱油藏的地质储量、 可采储量与采收率等方面参数的甲型水驱曲线， 作为该油田的预测应用曲线。累产油与累产水关系图0 50 100 150

7、 200 2501101001000lgWpNp进行拟合得到线性关系式 ln(Y) = 0.009711180646 * X + 3.363980834 所以 B1= 0.009711180646* lge=0.0042175 地质储量 N=7.542/ 969.01B =1509.409 万吨可采储量 326.0 万吨已采 207 万吨 ， 还有约 120 万吨的可采油，还有较大采油空间。第三节 生产方案调整措施该油田算是复杂的断块油田，复杂断块油田因其构造的复杂性和储层物性、流体性质的巨大差异性 , 严重制约着油田开发管理水平和油田采收率的提高。 开发中存在以下问题： 层系概念模糊和层系划

8、分太粗， 直接影响着中低渗透油层的潜力发挥； 断层情况不明， 剩余油分布复杂且难以预测；水驱波及系数不高，等等。开发后期进行精细油藏描述是进行开发方案调整的基础。复杂断块油藏的精细描述主要关注于地质构造、砂体沉积特征、非均质性、 低渗储层等方面，借助油藏数值模拟手段进行历史拟合， 更好地预测剩余油分布， 并为调整方案的应用效果做出判断。 复杂断块油藏的剩余油多分布于断块边界或者构造高部位、 低渗透层段、 井网不完善地区、 正韵律砂体的上部、反韵律砂体的下部， 同时高含水的主力油层仍然具有挖潜潜力。 经过相似地质条件的油田开发文献资料查询， 获得以下可以有效提高复杂断块油藏采收率或者经济效益的七

9、种措施， 为义和油田的生产，尤其是开发后期高含水阶段的生产有指导意义。该油田已经进入后期高含水阶段，此阶段易出现以下问题：(1) 随着油田含水率的上升 , 耗水量迅速增长；(2) 单位原油的能耗迅速增加；(3) 井下作业工作量增大；(4) 长期高压注水 , 套管损坏严重；(5) 地面工程改造工作量增加，耗资加重；(6) 原油开采操作成本快速上升 油田操作成本随水油比或含水率呈指数上升 , 且具有相当好的相关关系。根据以上问题和该油田实际情况，可以采取以下开发调整措施：1、由强注强采向高效注水转化在油田开发高含水后期 , 由于以注水开发中、高渗透砂岩油田为主体 , 各类油层已大面积遭水淹。 检查

10、井资料证明 , 高含水后期在较密的井网下连通砂岩层基本全部被水淹 , 各类油层只是水洗程度不同。 大量的调整加密井资料表明 , 其平均含水率已达 71%, 未见水层只占极少数。 这表明油田总体上进入注水水洗阶段 , 即注水开发油田经过了初期井网主力油层为主的水驱生产阶段、中低渗透层接替阶段、 全面水淹、 水洗开发阶段。从油田或区块宏观上大、 中尺度 ( 公里级、 百米级 ) 范围内以扩大注水波及体积的阶段 , 转向以提高中小尺度( 几十米、 米级 ) 范围的层内水洗程度为主的阶段 , 即将水洗程度低和砂体局部未过水的部分油驱扫出来。 从理论上看 , 在储层平面和剖面上相对孤立分布的局部富集区带

11、处于注入水的包围之中 , 应用传统的强注强采方法 , 相对稳定的压力场分布和单一的驱动能量 , 将低含水饱和度或未水淹条带或区块中的原油驱替出来 , 显然是低效的 , 要经过大量水冲洗 , 花费很长时间才有可能。 其主要原因是 , 由于含水区和含油区相渗透率的差异和导压能力不同 , 使得含油带难以建立起有效的驱动压差 , 因而传统的强注强采在高含水后期将是低效的。国外在高含水期应用周期注水的方法较多 , 周期地改变地层注入和地层液体的状态 , 可以提高驱替效率和采收率。 主要是充分利用各种驱油能量 , 将原油从高饱和带驱替出来。 有3 种驱替机理 : 1 层内弹性 - 毛管力交渗作用 ; 2

12、层内渗流差异机理 ; 3 多层油藏井筒内和粘连层间液体交渗作用。 国内已进行了小规模的现场试验和有限的机理研究 , 后者仅限于数值模拟研究。 数值模拟和试验初步结果表明 , 在与连续注水相近的注水倍数下 , 周期注水可以提高采收率 2%至 3% 。理论和研究结果表明 , 改变压力场的分布 , 充分利用储层各种驱油方式 , 包括弹性、溶解气、毛管力等各种能量 , 可以有效地提高驱替效率。2、油田注采系统的调整应由整体加密向局部调整转化高含水后期剩余油分布主要集中于井间 , 即被中小尺度非均质所控制的范围内。利用注水提高采收率的方向应是寻找注采井网控制不好的砂体或砂体内局部富集带、 砂体井网损失带

13、、 断层遮挡或由砂体叠切关系引起的局部剩余油富集带 , 以及井网虽能控制而动用不好的井间剩余油。为此 , 其主要手段是钻各种类型的零散调整井或侧钻井 , 其中包括 : 1 常规直井用于完善砂体注采系统 , 挖掘断层、 砂体边角部位的剩余油 ; 2 应用侧钻水平井、 定向斜井、 分枝井等 , 开采井间、 特别是油井附近的因储层物性变化产生的石油富集带 , 也可以用于断层遮挡等产生的石油滞留区 ; 3 应用常规侧钻更新井 , 解决因各种原因停注停产而产生的注采不完善的问题。3、油藏管理由宏观向微观转化以前的油藏管理着眼于整体开发效果 , 注重整体部署和调整 , 制定区块或油田的配产配注方案 , 求

14、得平面和层间较好的水驱效果。 在高含水后期 , 剩余油转化到中、 小尺度的范围 , 剩余油相对分散 , 井间距多数是以几至几十或上百米的形态出现 , 因而下个阶段开采效果的优劣主要取决于井间规模以下的剩余油动用程度。 因此 , 油藏管理的注意力应转向单井 , 或以油井为中心的井组 , 从改善单层开采效果出发 , 以单井和井组为单元调整注采关系。 同时还要做好单井、 单层的流线分析 , 充分挖潜井间潜力 , 求得区块和油田开发指标优异。4、其它措施对于已经造成伤害的油层和油井进行评估，看其有没有补救价值，若有，就进行补救。若有低渗透油层，无法或者很难注水，可适当采用压裂技术改善其渗透性。四 结论

15、和认识4.1 结论( 1) 对陆上沉积储层的油田逐步强化注水的开采方式 , 是由其地质特点决定的。 但在油田开发到高含水后期 , 这种开采方式的效率越来越差。( 2) 在油田注水开发后期 , 剩余油分布是局部相对富集和高度分散相结合。 前者可利用零散和局部高效调整井加以挖掘 , 后者靠有效的注水冲刷提高采出程度。在钻更新井、局部调整井中 , 要充分利用现代技术 , 如侧钻水平井、多分支井等 , 以提高挖潜的效率。( 3) 建立以不稳定注水为中心的高效注水方式 , 结合深部调驱等改善二次采油技术 , 充分利用各种驱油能量 , 提高采收率和注水开采经济效益 , 是高含水后期的主要开采方式和开发方针

16、。4.2 认识在此次报告中，经过资料收集与认识分析，有以下几点结论与认识：1. 复杂断块油藏的断层一般所具有的良好封闭性有利于油气的储集，但同时也严重缺少边水的能量补充，对油田开发十分不利，开发时必须注意注水以保持地层能量。2. 中高渗砂岩储层，应注意出砂情况对生产井的影响，重点做好井筒防砂措施，以减少修井的周期和工作量，延长生产井的寿命并提高井的开井效率。3. 非均质性较为明显的多油层油藏，当开发到高含水时期，先使用封隔器封堵高渗透的水淹严重油层或者使用化学堵水措施， 再通过层系细分调整， 能够减少层间干扰， 提高注水效果，改善储量动用状况。4.在含水率很高的油藏开发后期，由于分布大量生产状况较差的老井，利用水平井可以较好的采出构造边界或者开采效果差薄油层的剩余油。 采用成本较低的小井眼侧钻技术进行水平井开发，既可以提高采收效果，又可以降低调整的成本。五 结束语 实习感受与感谢通过本次石油开发地质学课程设计实习， 我不仅对开发地质学以及其它相关 课程的内容有了进一步的认